<\/p>\n
L<\/span>\u2019ali\u00e9nation d\u2019actifs d\u2019entreprises de services publics est un aspect courant de la r\u00e8glementation de ce secteur depuis plusieurs ann\u00e9es. En r\u00e8gle g\u00e9n\u00e9rale, les entreprises de services publics investissent dans les actifs n\u00e9cessaires \u00e0 la prestation de leurs services. Ces investissements sont ensuite amortis sur la dur\u00e9e de vie des actifs, ce qui permet de recouvrer progressivement leur co\u00fbt au moyen des tarifs. \u00c0 la fin de la dur\u00e9e de vie utile d\u2019un actif, celui-ci, enti\u00e8rement amorti, est retir\u00e9 du r\u00e9seau de services publics, et tous les co\u00fbts connexes \u2014 par exemple les co\u00fbts de d\u00e9mant\u00e8lement ou de mise hors service, nets de la valeur de r\u00e9cup\u00e9ration \u2014 sont recouvr\u00e9s par l\u2019entreprise au moyen de la tarification aupr\u00e8s de ses clients. Cependant, que se passe-t-il lorsque la dur\u00e9e de vie utile d\u2019un actif est \u00e9court\u00e9e ? Dans ce cas, celui-ci est souvent qualifi\u00e9 d\u2019\u00ab actif d\u00e9laiss\u00e9 \u00bb.<\/span><\/p>\n Le crit\u00e8re \u00ab\u00a0utilis\u00e9 et utile\u00a0\u00bb (used and useful<\/i>) est un principe fondamental du droit canadien visant les entreprises de services publics, selon lequel seuls les actifs qui servent activement les clients peuvent donner lieu \u00e0 un recouvrement de leurs co\u00fbts \u00e0 l\u2019aide des tarifs.[1]<\/a><\/sup> Dans le cadre r\u00e8glementaire canadien, les actifs d\u00e9laiss\u00e9s sont des actifs qui n\u2019ont pas encore \u00e9t\u00e9 enti\u00e8rement amortis, mais qui ne sont plus \u00ab utilis\u00e9s et utiles \u00bb pour la prestation de services publics. Lorsqu\u2019une telle situation survient, le solde non recouvr\u00e9 de l\u2019actif n\u2019est plus inclus dans la base tarifaire et n\u2019est plus r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 aupr\u00e8s des clients dans le cours normal des activit\u00e9s. Se pose alors la question du traitement du solde non amorti de l\u2019actif d\u00e9laiss\u00e9; et de savoir si ce solde doit \u00eatre assum\u00e9 par les actionnaires de l\u2019entreprise (et donc ne pas \u00eatre recouvr\u00e9 \u00e0 l\u2019aide des tarifs) ou par les clients (auquel cas il peut \u00eatre recouvr\u00e9 au moyen des tarifs).<\/span><\/p>\n Les effets des changements climatiques relancent les d\u00e9bats sur la gestion appropri\u00e9e des actifs d\u00e9laiss\u00e9s, car ce ph\u00e9nom\u00e8ne modifie l\u2019environnement op\u00e9rationnel des entreprises de services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de deux mani\u00e8res. Premi\u00e8rement, les tendances m\u00e9t\u00e9orologiques historiques menacent les installations et font de la r\u00e9silience une priorit\u00e9 pour les responsables de la planification du r\u00e9seau. Deuxi\u00e8mement, les directives r\u00e8glementaires et l\u00e9gislatives adopt\u00e9es en r\u00e9ponse aux risques climatiques imposent de nouvelles exigences aux entreprises de services publics. Les effets du climat et la transition \u00e9nerg\u00e9tique qui en r\u00e9sulte accroissent les risques li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Ces risques sont aggrav\u00e9s par les longs horizons d\u2019amortissement des infrastructures des entreprises de services publics, ce qui cr\u00e9e une incertitude quant \u00e0 savoir si des actifs seront d\u00e9laiss\u00e9s \u00e0 l\u2019avenir et qui supportera le fardeau financier si ces actifs sont d\u00e9truits, sous-utilis\u00e9s ou doivent \u00eatre mis hors service pr\u00e9matur\u00e9ment.<\/span><\/p>\n En supposant un horizon de planification pouvant s\u2019\u00e9tendre de trente \u00e0 quarante ans, les entreprises de services publics peuvent s\u2019attendre \u00e0 une augmentation des risques physiques pesant sur leurs installations, \u00e0 une hausse des co\u00fbts d\u2019exploitation, ainsi qu\u2019\u00e0 des exigences accrues en mati\u00e8re de r\u00e9silience et de d\u00e9carbonisation[2]<\/a><\/sup>. Les temp\u00eates fr\u00e9quentes et violentes aggravent d\u00e9j\u00e0 l\u2019ampleur des d\u00e9g\u00e2ts caus\u00e9s aux infrastructures de transport et de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les risques d\u2019incendies de for\u00eat s\u2019intensifient, mena\u00e7ant les infrastructures des entreprises de services publics et augmentant leur responsabilit\u00e9 civile lorsque leurs \u00e9quipements sont \u00e0 l\u2019origine d\u2019incendies[3]<\/a><\/sup>. Une \u00e9tude de McKinsey & Company r\u00e9v\u00e8le que les investissements dans des actifs \u00e0 longue dur\u00e9e de vie situ\u00e9s dans des zones \u00e0 risque augmentent la possibilit\u00e9 qu\u2019il y ait une incidence sur le bilan[4]<\/a><\/sup>. La destruction d\u2019infrastructures d\u2019entreprises de services publics en raison des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques instables soul\u00e8ve des questions quant \u00e0 savoir qui doit assumer le remboursement des co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 ces infrastructures lorsqu\u2019elles sont d\u00e9truites par des ph\u00e9nom\u00e8nes m\u00e9t\u00e9orologiques.<\/span><\/p>\n Les entreprises de services publics sont de plus en plus tenues d\u2019int\u00e9grer les risques climatiques dans leur planification, de r\u00e9aliser des investissements justifi\u00e9s en mati\u00e8re de r\u00e9silience et de mettre en \u0153uvre des strat\u00e9gies d\u2019adaptation aux changements climatiques, tout en respectant les objectifs de d\u00e9carbonisation. Le risque li\u00e9 aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s s\u2019accro\u00eet lorsque les infrastructures construites selon des normes climatiques ou relatives aux gaz \u00e0 effet de serre (\u00ab\u00a0GES\u00a0\u00bb), qu\u2019elles soient historiques ou \u00e9mergentes, deviennent potentiellement inad\u00e9quates ou dangereuses. Qui devrait assumer les co\u00fbts non amortis des actifs qui ne sont plus n\u00e9cessaires en raison de leur inad\u00e9quation face aux risques climatiques?<\/span><\/p>\n PROBL\u00c8MES LI\u00c9S AUX ACTIFS D\u00c9LAISS\u00c9S<\/strong><\/p>\n Dans ce contexte \u00e9mergent, les actifs d\u00e9laiss\u00e9s peuvent principalement r\u00e9sulter de deux situations. Premi\u00e8rement, des actifs peuvent devenir d\u00e9laiss\u00e9s lorsqu\u2019ils sont d\u00e9truits pr\u00e9matur\u00e9ment lors d\u2019\u00e9v\u00e9nements li\u00e9s au climat, tels que des incendies de for\u00eat et des tornades. Dans ces cas, les actifs n\u2019existent plus physiquement, mais le capital non amorti \u2014 et donc non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 \u2014 investi dans les actifs d\u00e9truits reste inscrit dans les comptes des entreprises de services publics. Deuxi\u00e8mement, les installations et les infrastructures peuvent devenir sous-utilis\u00e9es, non rentables, obsol\u00e8tes ou irr\u00e9cup\u00e9rables en vertu d\u2019exigences politiques ou l\u00e9gislatives visant \u00e0 faire face aux risques climatiques. Dans ce cas, bien que les actifs existent toujours physiquement, le capital non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 investi dans ces actifs d\u00e9sormais inutiles ou inadapt\u00e9s peut ne plus \u00eatre r\u00e9cup\u00e9rable au moyen des tarifs, car les actifs ne sont plus \u00ab\u00a0utilis\u00e9s et utiles\u00a0\u00bb pour la prestation de services publics.<\/span><\/p>\n \u00c0 mesure que les changements climatiques et la transition \u00e9nerg\u00e9tique qui en d\u00e9coule touchent de plus en plus les entreprises de services publics au Canada, les organismes de r\u00e8glementation devront se pencher sur plusieurs questions, parfois interd\u00e9pendantes, concernant la gestion des actifs susceptibles de devenir \u00ab\u00a0d\u00e9laiss\u00e9s\u00a0\u00bb \u00e0 la suite d\u2019\u00e9v\u00e9nements climatiques ou de mesures de politique climatique. Comment la r\u00e8glementation peut-elle att\u00e9nuer les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s? Comment ces co\u00fbts doivent-ils \u00eatre calcul\u00e9s lorsque le d\u00e9laissement se produit? Qui doit supporter les co\u00fbts li\u00e9s au d\u00e9laissement r\u00e9sultant d\u2019\u00e9v\u00e9nements climatiques ou de politiques climatiques lorsqu\u2019ils surviennent? Les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s doivent-ils \u00eatre r\u00e9partis \u00e9quitablement entre les actionnaires et les clients des entreprises de services publics, et si oui, comment? Comment le risque li\u00e9 aux co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s doit-il \u00eatre pris en compte dans les besoins en revenus et les tarifs des entreprises de services publics?<\/span><\/p>\n LE TRAITEMENT ACTUEL DES ACTIFS D\u00c9LAISS\u00c9S AU CANADA<\/strong><\/p>\n Le traitement des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s dans la r\u00e8glementation des services publics au Canada varie d\u2019une r\u00e9gion \u00e0 l\u2019autre et est parfois brouill\u00e9 par l\u2019influence des politiques gouvernementales sur les organismes de r\u00e8glementation. Les approches adopt\u00e9es par l\u2019Ontario et l\u2019Alberta en mati\u00e8re de traitement des actifs d\u00e9laiss\u00e9s sont, par exemple, tr\u00e8s diff\u00e9rentes.<\/span><\/p>\n Actifs d\u00e9laiss\u00e9s en raison de ph\u00e9nom\u00e8nes climatiques<\/span><\/b><\/p>\n Pour commencer, il convient d\u2019examiner l\u2019approche adopt\u00e9e par ces deux provinces concernant la prise en compte des actifs d\u00e9laiss\u00e9s \u00e0 la suite d\u2019\u00e9v\u00e9nements climatiques. Tant la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (\u00ab\u00a0CEO\u00a0\u00bb) que l\u2019Alberta Utilities Commission (\u00ab\u00a0AUC\u00a0\u00bb) int\u00e8grent des facteurs\u00a0Z dans leurs cadres r\u00e8glementaires de fixation des tarifs afin de prendre en compte les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 des \u00e9v\u00e9nements impr\u00e9vus \u00e9chappant au contr\u00f4le de la direction. Ces deux provinces appliquent des crit\u00e8res similaires pour d\u00e9finir ce qui constitue un \u00e9v\u00e9nement relevant du facteur\u00a0Z. Les \u00e9v\u00e9nements admissibles comprennent les \u00e9v\u00e9nements climatiques, tels que les tornades et les feux de for\u00eat. Cependant, bien que les deux provinces autorisent g\u00e9n\u00e9ralement le recouvrement des co\u00fbts suppl\u00e9mentaires d\u00e9coulant d\u2019un \u00e9v\u00e9nement relevant du facteur\u00a0Z, y compris l\u2019int\u00e9gration d\u2019actifs de remplacement dans la base tarifaire, le traitement des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s par l\u2019\u00e9v\u00e9nement a \u00e9t\u00e9 diff\u00e9rent dans les deux provinces.<\/span><\/p>\n La Loi sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario<\/i>[5]<\/a><\/sup>, en ses articles\u00a036 et 78, conf\u00e8re \u00e0 la Commission le pouvoir de fixer des tarifs justes et raisonnables pour les services publics de gaz naturel ainsi que pour les distributeurs et les transporteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019approche adopt\u00e9e par la CEO pour traiter les actifs d\u00e9laiss\u00e9s repose sur le crit\u00e8re de prudence et, en cas d\u2019\u00e9v\u00e9nements m\u00e9t\u00e9orologiques, sur l\u2019application d\u2019un facteur\u00a0Z. En vertu du crit\u00e8re de prudence, si un investissement \u00e9tait prudent au moment o\u00f9 il a \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9, la Commission a g\u00e9n\u00e9ralement d\u00e9termin\u00e9 que l\u2019entreprise de services publics est en droit de r\u00e9cup\u00e9rer aupr\u00e8s des clients \u00e0 la fois les co\u00fbts restants des actifs d\u00e9truits et les co\u00fbts des actifs de remplacement. De cette mani\u00e8re, l\u2019Ontario a largement transf\u00e9r\u00e9 la responsabilit\u00e9 des actifs d\u00e9laiss\u00e9s li\u00e9s \u00e0 des \u00e9v\u00e9nements climatiques impr\u00e9vus aux clients des entreprises de services publics.<\/span><\/p>\n La d\u00e9cision West Coast Huron Energy Inc<\/i>. (\u00ab\u00a0EB-2011-0335\u00a0\u00bb)[6]<\/a><\/sup> constitue un pr\u00e9c\u00e9dent en Ontario. West Coast Huron avait demand\u00e9 l\u2019autorisation de recouvrer les co\u00fbts occasionn\u00e9s par une tornade survenue en ao\u00fbt\u00a02011, qui avait d\u00e9truit une grande partie de ses actifs dans la ville de Goderich. La demande visait le recouvrement de la valeur comptable nette r\u00e9siduelle des actifs d\u00e9truits. La Commission a conclu qu\u2019un \u00e9v\u00e9nement relevant du facteur\u00a0Z s\u2019\u00e9tait produit lorsque la tornade de force F3 a d\u00e9truit une partie importante du r\u00e9seau de distribution de West Coast Huron ainsi que d\u2019autres actifs, et que cet \u00e9v\u00e9nement \u00e9tait v\u00e9ritablement \u00ab\u00a0ext\u00e9rieur au r\u00e9gime r\u00e8glementaire et \u00e9chappait au contr\u00f4le de la direction\u00a0\u00bb [traduction] [7]<\/a><\/sup>. La Commission a conclu que cet \u00e9v\u00e9nement remplissait les conditions de causalit\u00e9, d\u2019importance relative et de prudence requises pour un ajustement des tarifs de l\u2019entreprise au titre du facteur\u00a0Z. En cons\u00e9quence, la Commission a enjoint \u00e0 l\u2019entreprise\u00a0:<\/span><\/p>\n … de demander un ajustement au titre du facteur\u00a0Z dans sa prochaine demande de r\u00e9vision des bases de calcul, une fois que les co\u00fbts suppl\u00e9mentaires r\u00e9els et les pertes de recettes auront \u00e9t\u00e9 clairement \u00e9tablis. L\u2019examen se limiterait aux questions de prudence, de r\u00e9partition des co\u00fbts et de conception tarifaire, \u00e9tant donn\u00e9 que le lien de causalit\u00e9 et le caract\u00e8re significatif ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tablis dans la pr\u00e9sente d\u00e9cision motiv\u00e9e [traduction][8]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La demande de r\u00e9vision de la base tarifaire de l\u2019entreprise a \u00e9t\u00e9 r\u00e9gl\u00e9e par voie d\u2019entente de r\u00e8glement, telle qu\u2019elle est d\u00e9finie dans la d\u00e9cision et ordonnance EB-2011-0335. La transaction approuv\u00e9e par la CEO comprenait un montant de 162\u00a0105\u00a0dollars au titre des besoins de revenus li\u00e9s \u00e0 la valeur comptable nette des actifs d\u00e9laiss\u00e9s r\u00e9sultant des dommages caus\u00e9s par la temp\u00eate[9]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Contrairement \u00e0 l\u2019Ontario, l\u2019approche de l\u2019Alberta en mati\u00e8re de recouvrement des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s repose sur l\u2019arr\u00eat Stores Block<\/i> de la Cour supr\u00eame[10]<\/a><\/sup> et est r\u00e9gie par la d\u00e9cision de l\u2019AUC relative \u00e0 l\u2019ali\u00e9nation d\u2019actifs d\u2019entreprises de services publics\u00a0(\u00ab\u00a0UAD\u00a0\u00bb \u2013 Utility Asset Disposition<\/i>)[11]<\/a><\/sup>. Dans sa d\u00e9cision concernant l\u2019UAD, l\u2019AUC a interpr\u00e9t\u00e9 de mani\u00e8re stricte l\u2019arr\u00eat Stores Block<\/i>, estimant que les abonn\u00e9s ne d\u00e9tiennent aucun droit de propri\u00e9t\u00e9 sur les actifs d\u2019une entreprise de services publics. \u00c9tant donn\u00e9 que les entreprises de services publics sont propri\u00e9taires de leurs actifs, tout gain ou perte r\u00e9sultant de leur ali\u00e9nation revient aux actionnaires de l\u2019entreprise. Les pertes d\u00e9coulant de mises hors service exceptionnelles \u2014 notamment celles r\u00e9sultant d\u2019une obsolescence pr\u00e9matur\u00e9e, d\u2019une mise hors service anticip\u00e9e motiv\u00e9e par des raisons strat\u00e9giques et de catastrophes naturelles \u2014 ont donc g\u00e9n\u00e9ralement \u00e9t\u00e9 assum\u00e9es par les actionnaires.<\/span><\/p>\n La d\u00e9cision relative aux actifs non utilis\u00e9s \u00e9tablit une distinction entre la mise hors service normale d\u2019un actif \u00e0 la fin de sa dur\u00e9e de vie utile et la mise hors service exceptionnelle donnant lieu \u00e0 des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Une mise hors service normale est une op\u00e9ration qui avait \u00e9t\u00e9 raisonnablement pr\u00e9vue dans les provisions pour amortissement et d\u00e9pr\u00e9ciation, et dont les co\u00fbts ont \u00e9t\u00e9 recouvr\u00e9s au cours de la dur\u00e9e de vie de l\u2019actif au moyen des tarifs factur\u00e9s aux clients. Une mise hors service exceptionnelle survient lorsqu\u2019un actif est retir\u00e9 de la base tarifaire avant d\u2019\u00eatre enti\u00e8rement amorti parce qu\u2019il est devenu obsol\u00e8te, qu\u2019il r\u00e9sulte d\u2019un surd\u00e9veloppement et exc\u00e8de les besoins futurs, qu\u2019il est utilis\u00e9 \u00e0 des fins non li\u00e9es au service public, qu\u2019il est retir\u00e9 \u00e0 la suite d\u2019un sinistre inhabituel ou d\u2019une obsolescence soudaine et compl\u00e8te, ou encore qu\u2019il fait l\u2019objet d\u2019un arr\u00eat complet impr\u00e9vu en raison d\u2019\u00e9v\u00e9nements qui n\u2019avaient pas \u00e9t\u00e9 raisonnablement anticip\u00e9s ni pris en compte dans les provisions d\u2019amortissement et de d\u00e9pr\u00e9ciation applicables utilis\u00e9es pour l\u2019\u00e9tablissement des tarifs. Toute insuffisance ou tout exc\u00e9dent de recouvrement des investissements en capital d\u00e9coulant d\u2019une mise hors service exceptionnelle est imput\u00e9 aux actionnaires de l\u2019entreprise de services publics. Les clients ne participent ni aux pertes ni aux gains d\u00e9coulant de l\u2019ali\u00e9nation d\u2019un actif.<\/span><\/p>\n Le 11\u00a0juin\u00a02018, le pouvoir l\u00e9gislatif de l\u2019Alberta a adopt\u00e9 le projet de loi\u00a013, An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future<\/i>[12]<\/a><\/sup>, qui apportait des modifications \u00e0 plusieurs lois existantes. Le projet de loi visait \u00e0 traiter des r\u00e9percussions r\u00e8glementaires de l\u2019arr\u00eat Stores Block<\/i> concernant l\u2019ali\u00e9nation d\u2019actifs de services publics en Alberta, mais ces dispositions ont \u00e9t\u00e9 supprim\u00e9es[13]<\/a><\/sup>. La port\u00e9e de la d\u00e9cision relative \u00e0 l\u2019UAD est rest\u00e9e inchang\u00e9e.<\/span><\/p>\n \u00c0 titre d\u2019exemple, dans la d\u00e9cision 21609-D01-2019 ATCO Electric Ltd., Z Factor Adjustment for the 2016 Regional Municipality of Wood Buffalo Wildfire<\/i>[14]<\/a><\/sup>, l\u2019AUC a refus\u00e9 \u00e0 ATCO le remboursement de la valeur non amortie des actifs d\u00e9truits lors de l\u2019incendie de for\u00eat de Wood Buffalo[15]<\/a><\/sup>. La Commission a estim\u00e9, conform\u00e9ment \u00e0 sa d\u00e9cision relative \u00e0 l\u2019UAD, que l\u2019entreprise de services publics et ses actionnaires \u00e9taient responsables de la valeur comptable nette restante des actifs d\u00e9truits.<\/span><\/p>\n Cependant, un arr\u00eat rendu en 2023 par la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta[16]<\/a><\/sup> a accueilli l\u2019appel interjet\u00e9 contre la d\u00e9cision 21609-D01-2019, estimant que la d\u00e9cision port\u00e9e en appel reposait sur des erreurs de droit, notamment la conclusion selon laquelle les possibilit\u00e9s dont disposait la Commission pour traiter les actifs d\u00e9truits \u00e9taient limit\u00e9es par l\u2019arr\u00eat Stores Block<\/i>. La Cour a estim\u00e9 que l\u2019\u00e9tablissement des tarifs relevait clairement du pouvoir discr\u00e9tionnaire de la Commission, y compris la d\u00e9termination des d\u00e9penses pouvant \u00eatre incluses dans les co\u00fbts recouvrables, la mani\u00e8re de traiter l\u2019amortissement et la mani\u00e8re de traiter les actifs d\u00e9laiss\u00e9s ou d\u00e9truits de mani\u00e8re impr\u00e9visible. La Cour a r\u00e9sum\u00e9 sa conclusion comme suit\u00a0:<\/span><\/p>\n En r\u00e9sum\u00e9, la question est de savoir \u00e0 qui doivent incomber les pertes r\u00e9sultant de forces de la nature\u00a0: aux abonn\u00e9s de l\u2019entreprise de services publics ou aux actionnaires\u00a0:<\/span><\/p>\n (a) Sur le plan juridique, la question est de savoir o\u00f9 un tarif juste et raisonnable ferait porter ces pertes, en tenant d\u00fbment compte du droit de l\u2019entreprise de services publics \u00e0 disposer d\u2019une possibilit\u00e9 raisonnable de recouvrer ses co\u00fbts prudents.<\/span><\/p>\n (b) Cette question n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 tranch\u00e9e par l\u2019affaire Stores Block<\/i> […]<\/span><\/p>\n (c) L\u2019analyse ne peut pas partir du principe qu\u2019il est intrins\u00e8quement juste de faire porter le fardeau \u00e0 l\u2019un ou \u00e0 l\u2019autre groupe. C\u2019est l\u00e0 la r\u00e9ponse, et non le postulat de la question.<\/span><\/p>\n (d) Il est pertinent de noter que les entreprises de services publics ont cess\u00e9 de souscrire des assurances afin de faire \u00e9conomiser de l\u2019argent aux abonn\u00e9s. La Commission a apparemment d\u00e9cid\u00e9 qu\u2019il \u00e9tait prudent que les abonn\u00e9s s\u2019assurent eux-m\u00eames.<\/span><\/p>\n (e) La r\u00e9ponse ne r\u00e9side pas dans le fait de savoir si la perte \u00e9tait ou non anticip\u00e9e dans la courbe de survie sous-jacente aux plans d\u2019amortissement, ni si la perte \u00e9tait par cons\u00e9quent normale ou exceptionnelle.<\/span><\/p>\n (f) La r\u00e9ponse ne d\u00e9coule pas non plus des \u00ab\u00a0principes fondamentaux du droit des biens et du droit des soci\u00e9t\u00e9s\u00a0\u00bb ni de la propri\u00e9t\u00e9 des actifs d\u00e9truits. La perte par incendie ne rel\u00e8ve pas du droit en mati\u00e8re d\u2019ali\u00e9nation.<\/span><\/p>\n En fin de compte, la question rel\u00e8ve du pouvoir discr\u00e9tionnaire de la Commission, qui doit \u00eatre exerc\u00e9 conform\u00e9ment aux dispositions de l\u2019Electric Utilities Act<\/i>, en tenant compte de tous les \u00e9l\u00e9ments pertinents et en \u00e9cartant ceux qui ne le sont pas [traduction][17]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n<\/div>\n Dans la d\u00e9cision 28320-D01-2023[18]<\/a><\/sup>, l\u2019AUC a r\u00e9examin\u00e9 sa d\u00e9cision 21609-D01-2019. Au cours de ce r\u00e9examen, la Commission a ax\u00e9 son analyse sur la question de savoir si ATCO avait b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 d\u2019une possibilit\u00e9 raisonnable de recouvrer ses co\u00fbts, apr\u00e8s avoir admis que ces co\u00fbts avaient \u00e9t\u00e9 engag\u00e9s avec prudence et que les actifs \u00e9taient n\u00e9cessaires \u00e0 la fourniture du service public. Sur cette question, la Commission a conclu\u00a0:<\/span><\/p>\n …dans le contexte de l\u2019incendie de Wood Buffalo, le fait d\u2019avoir isol\u00e9 et ordonn\u00e9 l\u2019enl\u00e8vement de la totalit\u00e9 de la valeur comptable nette des actifs d\u00e9truits a eu pour effet de priver ATCO Electric de la possibilit\u00e9 raisonnable qui lui avait \u00e9t\u00e9 pr\u00e9c\u00e9demment offerte de recouvrer ces co\u00fbts, et ce pour des raisons ind\u00e9pendantes de sa volont\u00e9 [traduction][19]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n ATCO a ensuite \u00e9t\u00e9 autoris\u00e9e \u00e0 r\u00e9cup\u00e9rer, par le biais de ses tarifs, la valeur comptable nette des actifs d\u00e9truits lors de l\u2019incendie de for\u00eat.<\/span><\/p>\n Actifs d\u00e9laiss\u00e9s en raison de la politique gouvernementale<\/span><\/b><\/p>\n Jusqu\u2019\u00e0 pr\u00e9sent, l\u2019Alberta Utilities Commission\u00a0(\u00ab\u00a0AUC\u00a0\u00bb) a appliqu\u00e9 strictement la d\u00e9cision relative \u00e0 l\u2019UAD dans les cas o\u00f9 une entreprise proc\u00e8de au remplacement d\u2019infrastructures en r\u00e9ponse \u00e0 une politique gouvernementale. Dans l\u2019une des premi\u00e8res applications de la d\u00e9cision relative \u00e0 l\u2019UAD, l\u2019AUC a refus\u00e9 \u00e0 EPCOR le recouvrement des co\u00fbts irr\u00e9cup\u00e9rables li\u00e9s au remplacement des compteurs par des compteurs d\u2019infrastructure de comptage avanc\u00e9e\u00a0(\u00ab\u00a0AMI\u00a0\u00bb \u2013 Advance Metering Infrastructure<\/i>), bien qu\u2019elle ait reconnu que l\u2019adoption de ces nouveaux compteurs \u00e9tait conforme \u00e0 la politique gouvernementale[20]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans ce cas, EPCOR a indiqu\u00e9 avoir pris en compte deux aspects de la politique gouvernementale dans son analyse de la faisabilit\u00e9 du projet relatif \u00e0 l\u2019AMI. Premi\u00e8rement, EPCOR a tenu compte de la nouvelle sp\u00e9cification S-S-06 de Mesures Canada, qui a donn\u00e9 lieu \u00e0 un r\u00e8glement plus strict concernant les essais d\u2019\u00e9chantillons de conformit\u00e9 des compteurs et le remplacement de ces derniers[21]<\/a><\/sup>. Deuxi\u00e8mement, l\u2019entreprise a fait valoir que sa d\u00e9cision d\u2019acqu\u00e9rir un syst\u00e8me de compteurs d\u2019AMI afin d\u2019automatiser le relev\u00e9 des compteurs et les processus connexes \u00e9tait conforme \u00e0 la politique gouvernementale en mati\u00e8re de compteurs intelligents[22]<\/a><\/sup>. La Commission a consid\u00e9r\u00e9 que ces deux initiatives strat\u00e9giques allaient dans le sens de la d\u00e9cision de l\u2019entreprise d\u2019adopter le syst\u00e8me des compteurs AMI[23]<\/a><\/sup>. La Commission a ensuite examin\u00e9 si le retrait des compteurs existants, r\u00e9sultant de leur remplacement par des compteurs AMI, constituait un \u00ab\u00a0retrait normal\u00a0\u00bb ou un \u00ab\u00a0retrait exceptionnel\u00a0\u00bb. La Commission a conclu qu\u2019\u00e9tant donn\u00e9 qu\u2019il n\u2019\u00e9tait\u00a0:<\/span><\/p>\n … pas raisonnable de conclure que les caract\u00e9ristiques du retrait propos\u00e9 des compteurs existants d\u2019EPCOR Distribution & Transmission Inc. (EDTI) sur une p\u00e9riode pr\u00e9visionnelle de trois ans avaient \u00e9t\u00e9 anticip\u00e9es ou envisag\u00e9es lors de la d\u00e9termination des param\u00e8tres utilis\u00e9s pour l\u2019\u00e9laboration de la derni\u00e8re r\u00e9trospective des amortissements d\u2019EDTI et qu\u2019elles se refl\u00e9taient dans les tarifs de cette entreprise, la valeur comptable des compteurs non amortis est \u00e0 la charge des actionnaires d\u2019EDTI [traduction][24]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n En cons\u00e9quence, EPCOR n\u2019a pas pu r\u00e9percuter sur ses tarifs la valeur comptable nette restante des compteurs existants qui devaient \u00eatre mis hors service, estim\u00e9e entre 10 et 12\u00a0millions de dollars environ.<\/span><\/p>\n Il reste \u00e0 voir si la d\u00e9cision 28320-D01-2023 obligera l\u2019AUC \u00e0 r\u00e9examiner et \u00e0 reconsid\u00e9rer son approche non seulement \u00e0 l\u2019\u00e9gard des actifs d\u00e9truits pr\u00e9matur\u00e9ment par les forces de la nature, mais aussi \u00e0 l\u2019\u00e9gard des actifs d\u00e9laiss\u00e9s pr\u00e9matur\u00e9ment en raison de la politique gouvernementale. La Commission a pris soin de circonscrire sa conclusion dans la d\u00e9cision\u00a028320-D01-2023, en d\u00e9clarant ce qui suit\u00a0:<\/span><\/p>\n Pour parvenir \u00e0 cette d\u00e9cision, la Commission n\u2019a pas adopt\u00e9 de nouveau cadre ni de nouveau crit\u00e8re concernant le traitement des actifs d\u00e9truits par une catastrophe naturelle. Elle a plut\u00f4t \u00e9tabli sa d\u00e9cision sur les dispositions pertinentes de l\u2019Electric Utilities Act et sur les orientations de la Cour d\u2019appel, telles qu\u2019elles s\u2019appliquent aux circonstances particuli\u00e8res de l\u2019incendie de Wood Buffalo [traduction][25]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Le d\u00e9fi que repr\u00e9sente la mise en \u0153uvre des objectifs politiques du gouvernement<\/span><\/b><\/p>\n Les organismes de r\u00e8glementation peuvent \u00eatre enclins \u00e0 tenir compte des objectifs politiques du gouvernement dans leur approche, en reconnaissant qu\u2019ils sont investis d\u2019un large mandat d\u2019int\u00e9r\u00eat public. Cependant, quel poids convient-il d\u2019accorder aux lettres de mandat du gouvernement ou \u00e0 d\u2019autres instruments politiques qui ne trouvent pas d\u2019application dans la l\u00e9gislation habilitante de l\u2019organisme de r\u00e8glementation? Le fait de r\u00e9pondre \u00e0 des objectifs de politique gouvernementale lorsque ceux-ci ne sont pas ad\u00e9quatement pris en compte dans la l\u00e9gislation peut poser des difficult\u00e9s aux organismes de r\u00e8glementation. Lorsqu\u2019il existe un \u00e9cart entre les objectifs de politique d\u00e9clar\u00e9s et la l\u00e9gislation habilitante qui conf\u00e9rerait clairement \u00e0 l\u2019organisme de r\u00e8glementation le pouvoir de r\u00e9aliser ces objectifs, les organismes de r\u00e8glementation s\u2019exposent, d\u2019une part, \u00e0 des appels judiciaires de leurs d\u00e9cisions et, d\u2019autre part, \u00e0 des reproches du gouvernement, voire \u00e0 une \u00e9ventuelle r\u00e9vocation.<\/span><\/p>\n La d\u00e9cision 2026 NSEB 8[26]<\/a><\/sup> de la Nova Scotia Energy Board\u00a0(\u00ab\u00a0NSEB\u00a0\u00bb) illustre les d\u00e9fis auxquels sont confront\u00e9s les organismes de r\u00e8glementation et le type de solutions cr\u00e9atives auxquelles ils ont parfois recours pour parvenir \u00e0 un r\u00e9sultat d\u2019int\u00e9r\u00eat public, lorsque la politique gouvernementale et les mandats l\u00e9gislatifs ne sont pas align\u00e9s.<\/span><\/p>\n Le \u00ab\u00a0Clean Power Plan[27]<\/a><\/sup>\u00a0\u00bb du gouvernement de la Nouvelle-\u00c9cosse pr\u00e9voit, entre autres, l\u2019abandon progressif de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon d\u2019ici 2030. Dans sa demande g\u00e9n\u00e9rale de r\u00e9vision tarifaire du 18\u00a0septembre\u00a02025, Nova Scotia Power a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019elle avait l\u2019intention \u00ab\u00a0de demander l\u2019autorisation de titriser 704\u00a0millions de dollars de la valeur comptable nette non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9e des actifs thermiques dans le cadre du compte de report de d\u00e9carbonisation[28]<\/a><\/sup>\u00a0\u00bb. Comme je l\u2019explique en d\u00e9tail plus loin, la titrisation r\u00e9duit le co\u00fbt de recouvrement de la valeur comptable nette des actifs d\u00e9laiss\u00e9s en rempla\u00e7ant le co\u00fbt moyen pond\u00e9r\u00e9 du capital de l\u2019entreprise de services publics, \u00e9tabli en fonction du march\u00e9, par un financement obligataire moins co\u00fbteux, afin d\u2019att\u00e9nuer l\u2019incidence sur les tarifs de l\u2019entreprise. Cependant, en Nouvelle-\u00c9cosse, la titrisation n\u00e9cessitait une loi habilitante et des r\u00e8glements d\u2019application qui n\u2019auraient peut-\u00eatre pas \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9s \u00e0 temps pour permettre \u00e0 l\u2019entreprise d\u2019appliquer les tarifs approuv\u00e9s au 1er\u00a0janvier\u00a02026; tarifs qui auraient inclus les paiements sur l\u2019obligation de titrisation si celle-ci avait \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9e. \u00c0 titre subsidiaire, l\u2019entreprise a demand\u00e9 \u00e0 la NSEB d\u2019approuver un \u00ab report de titrisation \u00bb afin de reporter la charge d\u2019amortissement et les co\u00fbts de financement de la valeur comptable nette non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9e des actifs de la centrale thermique jusqu\u2019\u00e0 ce que la loi n\u00e9cessaire soit promulgu\u00e9e, moment auquel la titrisation pourrait alors avoir lieu. Dans sa d\u00e9cision, la NSEB a reconnu que \u00ab\u00a0la titrisation ne peut actuellement pas avoir lieu en Nouvelle-\u00c9cosse, car la disposition l\u00e9gislative habilitante n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 promulgu\u00e9e et la r\u00e8glementation visant \u00e0 mettre en \u0153uvre ce m\u00e9canisme n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9e par la province\u00a0\u00bb [traduction][29]<\/a><\/sup>. La NSEB a approuv\u00e9 le report demand\u00e9 concernant la titrisation. Une demande ult\u00e9rieure permettrait d\u2019approuver la titrisation de la valeur comptable nette non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9e des actifs thermiques, et les tarifs seraient ajust\u00e9s en cons\u00e9quence.<\/span><\/p>\n Les organismes de r\u00e8glementation pourraient \u00eatre de plus en plus amen\u00e9s \u00e0 envisager d\u2019autres approches pour faire face au risque de voir des actifs devenir d\u00e9laiss\u00e9s en raison d\u2019\u00e9v\u00e9nements climatiques ou d\u2019initiatives politiques gouvernementales, tout en conciliant des objectifs contradictoires, tels que l\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re; en particulier lorsque les politiques gouvernementales et les obligations l\u00e9gislatives sont susceptibles d\u2019\u00eatre en contradiction.<\/span><\/p>\n AUTRES APPROCHES R\u00c9GLEMENTAIRES \/ SOLUTIONS R\u00c9GLEMENTAIRES DE RECHANGE<\/strong><\/p>\n Une \u00e9tude des diff\u00e9rentes solutions de rechange \u00e0 la r\u00e8glementation visant \u00e0 g\u00e9rer \u00e0 la fois le risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s et la r\u00e9partition des co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 ces actifs dans les diff\u00e9rentes r\u00e9gions de l\u2019Am\u00e9rique du Nord met en \u00e9vidence certaines solutions aux probl\u00e8mes li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s qui m\u00e9ritent d\u2019\u00eatre examin\u00e9es et d\u00e9battues.<\/span><\/p>\n R\u00e9duire le co\u00fbt r\u00e9siduel des actifs susceptibles d\u2019\u00eatre d\u00e9laiss\u00e9s en raison des changements climatiques<\/span><\/b><\/p>\n Si l\u2019on parvient \u00e0 r\u00e9duire la probabilit\u00e9 et la gravit\u00e9 potentielle des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s avant que ceux-ci ne se retrouvent d\u00e9laiss\u00e9s, il sera alors possible de limiter \u00e0 long terme l\u2019impact de ces actifs sur les entreprises de services publics et leurs clients. Cependant, les organismes de r\u00e8glementation sont de plus en plus confront\u00e9s au d\u00e9fi de trouver un \u00e9quilibre entre la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019att\u00e9nuer le risque que des actifs deviennent d\u00e9laiss\u00e9s et celle de permettre aux entreprises de services publics de fournir des services en temps opportun, s\u00fbrs et fiables au co\u00fbt le plus bas possible, tout en leur accordant une possibilit\u00e9 raisonnable de recouvrer les co\u00fbts qu\u2019ils ont engag\u00e9s avec prudence \u2014 et ce, tout en g\u00e9rant le risque de choc tarifaire et d\u2019aggravation de la pr\u00e9carit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour certains clients des entreprises de services publics.<\/span><\/p>\n La directive de la CEO selon laquelle le prochain plan de gestion des actifs d\u2019Enbridge traite des sc\u00e9narios li\u00e9s au risque d\u2019actifs sous-utilis\u00e9s ou d\u00e9laiss\u00e9s et propose des mesures d\u2019att\u00e9nuation a pour but de r\u00e9duire le co\u00fbt potentiel des actifs gaziers d\u00e9laiss\u00e9s. La CEO a examin\u00e9 les risques li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s d\u00e9coulant de la politique climatique lors de l\u2019instance tarifaire d\u2019Enbridge Gas pour 2023-2024 (\u00ab EB-2022-0200 \u00bb)[30]<\/a><\/sup>. La CEO a estim\u00e9 que la transition \u00e9nerg\u00e9tique comportait un risque de d\u00e9laissement d\u2019actifs desservant \u00e0 la fois les nouveaux clients et les clients existants, et que le plan de gestion des actifs d\u2019Enbridge ne traitait pas ces risques de mani\u00e8re ad\u00e9quate. La Commission a ordonn\u00e9 que le prochain plan de gestion des actifs d\u2019Enbridge traite des sc\u00e9narios associ\u00e9s au risque d\u2019actifs sous-utilis\u00e9s ou d\u00e9laiss\u00e9s et propose des mesures d\u2019att\u00e9nuation. La nature des mesures d\u2019att\u00e9nuation propos\u00e9es par Enbridge ainsi que la r\u00e9ponse de la CEO \u00e0 ces mesures \u00e9tabliront le cadre du traitement futur des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s d\u00e9coulant des politiques climatiques et de la transition \u00e9nerg\u00e9tique en Ontario. Cela marque un changement dans l\u2019approche de la gestion r\u00e8glementaire des risques li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s d\u00e9coulant de la politique climatique.<\/span><\/p>\n D\u2019autres organismes de r\u00e8glementation exigent des entreprises de services publics qu\u2019elles pr\u00e9sentent des plans de gestion des actifs et des plans de gestion int\u00e9gr\u00e9e des ressources tenant compte de la baisse de la demande de gaz attribuable \u00e0 l\u2019\u00e9lectrification. La Utilities and Transportation Commission\u00a0(\u00ab\u00a0UTC\u00a0\u00bb) de l\u2019\u00c9tat de Washington impose aux entreprises de services publics desservant \u00e0 la fois des consommateurs de gaz naturel et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de d\u00e9poser, d\u2019ici 2027, des plans de r\u00e9seau int\u00e9gr\u00e9s incluant une strat\u00e9gie de transition \u00e9nerg\u00e9tique[31]<\/a><\/sup>. En 2023, l\u2019Assembl\u00e9e l\u00e9gislative de l\u2019\u00c9tat de Washington a adopt\u00e9 le projet de loi ESHB 1589 (la Large Combination Utilities Decarbonization Act<\/i>, une loi sur la d\u00e9carbonisation combin\u00e9e des grandes entreprises de services publics), qui impose \u00e0 l\u2019UTC d\u2019\u00e9laborer des r\u00e8gles permettant aux entreprises de services publics fournissant \u00e0 la fois du gaz naturel et de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de regrouper leur planification des ressources au sein d\u2019un seul plan de r\u00e9seau int\u00e9gr\u00e9. Ces plans visent \u00e0 emp\u00eacher, dans la mesure du possible, les entreprises de services publics de prolonger des infrastructures gazi\u00e8res susceptibles de devenir obsol\u00e8tes, en alignant davantage les investissements en infrastructures sur les effets des lois climatiques. Ils encouragent les investissements dans des solutions autres que des pipelines, comme des programmes d\u2019\u00e9lectrification, la r\u00e9ponse \u00e0 la demande et l\u2019alignement ad\u00e9quat de l\u2019amortissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9.<\/span><\/p>\n Dans l\u2019\u00c9tat de New York, les entreprises de services publics sont tenues de d\u00e9poser tous les trois ans des projets de plans \u00e0 long terme. Ces documents doivent inclure au moins un sc\u00e9nario ne pr\u00e9voyant aucune nouvelle infrastructure gazi\u00e8re traditionnelle et quantifier les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre. La New York Public Service Commission a engag\u00e9 une proc\u00e9dure de planification gazi\u00e8re exigeant des entreprises de services publics qu\u2019elles pr\u00e9sentent des solutions autres que des pipelines et au moindre co\u00fbt avant d\u2019approuver le prolongement des r\u00e9seaux gaziers. Cette proc\u00e9dure prend \u00e9galement en compte les r\u00e9visions de la dur\u00e9e de vie des actifs, les mises hors service cibl\u00e9es et l\u2019acc\u00e9l\u00e9ration de l\u2019amortissement qui en r\u00e9sulte[32]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Il incombe de plus en plus aux entreprises de services publics dont les actifs sont susceptibles d\u2019\u00eatre d\u00e9suets ou d\u2019\u00eatre mis hors service pr\u00e9matur\u00e9ment de se conformer aux politiques climatiques de demander l\u2019approbation de l\u2019amortissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9 pour tout actif \u00e0 risque (pipelines, compteurs et infrastructure). Raccourcir la dur\u00e9e de vie des infrastructures gazi\u00e8res afin que les co\u00fbts soient r\u00e9cup\u00e9r\u00e9s plus rapidement pendant que les clients utilisent encore le r\u00e9seau permet d\u2019\u00e9viter de laisser d\u2019importants soldes non recouvr\u00e9s lorsque la demande diminue. Afin de r\u00e9duire l\u2019exposition des actifs d\u00e9laiss\u00e9s \u00e0 long terme, la Colorado Public Utilities Commission (\u00ab\u00a0CPUC\u00a0\u00bb) exige que la Public Service Company of Colorado (\u00ab\u00a0PSCC\u00a0\u00bb) r\u00e9vise ses taux d\u2019amortissement pour les actifs gaziers et qu\u2019elle commence \u00e0 pr\u00e9financer les futures mises hors service du r\u00e9seau gazier[33]<\/a><\/sup>. La CPUC a ordonn\u00e9 \u00e0 la PSCC d\u2019\u00e9tablir un compte en fiducie pour financer les co\u00fbts futurs de mise hors service des actifs gaziers et de verser 15\u00a0millions de dollars par ann\u00e9e \u00e0 la fiducie[34]<\/a><\/sup>. Ces mesures visent \u00e0 s\u2019harmoniser avec les objectifs de d\u00e9carbonisation du secteur du chauffage.<\/span><\/p>\n L\u2019amortissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9 des actifs \u00e0 risque, visant \u00e0 \u00e9viter ou \u00e0 r\u00e9duire les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s, entra\u00eene un recouvrement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9 des co\u00fbts, ce qui augmente les besoins annuels en recettes et, en fin de compte, les tarifs factur\u00e9s aux clients. Cela a deux cons\u00e9quences \u00e9videntes. \u00c0 mesure que les tarifs augmentent pour les consommateurs de gaz naturel, l\u2019\u00e9lectrification (p.\u00a0ex. l\u2019adoption de thermopompes pour le chauffage domestique ou le remplacement des cuisini\u00e8res \u00e0 gaz) peut devenir plus int\u00e9ressante sur le plan \u00e9conomique. Ce r\u00e9sultat est favorable \u00e0 l\u2019objectif parall\u00e8le de r\u00e9alisation des objectifs de d\u00e9carbonisation. Cependant, \u00e0 mesure que les tarifs augmentent, les consommateurs \u00e0 faibles revenus peuvent \u00eatre affect\u00e9s de mani\u00e8re n\u00e9gative et disproportionn\u00e9e, ce qui aggrave la pr\u00e9carit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique en l\u2019absence d\u2019initiatives compensatoires. Je traite de certaines des initiatives compensatoires adopt\u00e9es par les organismes de r\u00e8glementation ci-dessous.<\/span><\/p>\n Certaines r\u00e9gions adoptent une approche plus globale en envisageant une r\u00e8glementation ax\u00e9e sur le rendement\u00a0(\u00ab\u00a0RAR\u00a0\u00bb) afin d\u2019inciter les entreprises de services publics \u00e0 rechercher des gains d\u2019efficacit\u00e9 qui compenseront les effets des co\u00fbts suppl\u00e9mentaires li\u00e9s au climat, parmi d\u2019autres facteurs influant sur la hausse des co\u00fbts, tout en att\u00e9nuant les augmentations tarifaires gr\u00e2ce \u00e0 des plafonds et \u00e0 des formules de fixation des tarifs. Le passage d\u2019une r\u00e8glementation du co\u00fbt du service sur une seule ann\u00e9e \u00e0 des cadres pluriannuels assortis d\u2019indicateurs d\u2019efficacit\u00e9 et d\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re peut att\u00e9nuer l\u2019effet des co\u00fbts li\u00e9s au climat sur les tarifs factur\u00e9s aux clients.<\/span><\/p>\n Bien que seules deux provinces canadiennes (l\u2019Alberta et l\u2019Ontario) aient adopt\u00e9 la RAR, les organismes de r\u00e8glementation am\u00e9ricains adoptent de plus en plus souvent, ou envisagent activement, des cadres pluriannuels assortis d\u2019indicateurs d\u2019efficacit\u00e9, d\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re et de d\u00e9carbonisation. Le Massachusetts, le New Hampshire, le Connecticut et Hawa\u00ef ont tous mis en place des plans de RAR, et l\u2019Oregon a annonc\u00e9 son intention d\u2019adopter ce syst\u00e8me. D\u2019autres \u00c9tats envisagent \u00e9galement la RAR ou d\u2019autres mesures incitatives. Les \u00c9tats de Washington, de la Caroline du Nord, de New York, du Nevada, du Colorado, du Nouveau-Mexique, de l\u2019Ohio, du Minnesota, du Michigan, de la Pennsylvanie, du Maryland et de la Virginie et le District de Columbia ont entam\u00e9 des consultations avec les parties prenantes afin d\u2019\u00e9tudier l\u2019adoption de la RAR et la forme qu\u2019elle pourrait prendre. Seuls deux \u00c9tats n\u2019ont pas envisag\u00e9 d\u2019adopter une forme quelconque de r\u00e8glementation incitative\u00a0: le Texas et l\u2019Oklahoma.<\/span><\/p>\n Calcul des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s<\/span><\/b><\/p>\n Il n\u2019est pas toujours ais\u00e9 de d\u00e9terminer avec pr\u00e9cision le co\u00fbt des actifs d\u00e9laiss\u00e9s, et ce calcul entra\u00eene des cons\u00e9quences tant pour les actionnaires des entreprises de services publics que pour les clients. Pour d\u00e9terminer le co\u00fbt des actifs d\u00e9laiss\u00e9s lorsqu\u2019ils sont consid\u00e9r\u00e9s comme sous-utilis\u00e9s, obsol\u00e8tes, non rentables ou irr\u00e9cup\u00e9rables, il convient tout d\u2019abord d\u2019examiner la valeur comptable nette r\u00e9siduelle de l\u2019actif. La valeur comptable nette d\u00e9signe la partie de l\u2019investissement initial dans l\u2019actif qui n\u2019a pas encore \u00e9t\u00e9 r\u00e9cup\u00e9r\u00e9e sur les tarifs des services publics au moyen de la d\u00e9pr\u00e9ciation ou de l\u2019amortissement. Si un actif d\u00e9laiss\u00e9 conserve une quelconque juste valeur marchande, cette valeur doit \u00eatre soustraite de la valeur comptable nette de l\u2019actif lors du calcul du co\u00fbt de l\u2019actif d\u00e9laiss\u00e9. La juste valeur marchande d\u2019un actif peut \u00eatre d\u00e9termin\u00e9e par sa valeur de r\u00e9cup\u00e9ration nette ou sa valeur de revente sur le march\u00e9. Des valeurs de r\u00e9cup\u00e9ration nettes n\u00e9gatives, qui augmentent les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s, sont \u00e9galement possibles.<\/span><\/p>\n Par exemple, lors de la suppression progressive de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon, certaines centrales pourraient se pr\u00eater \u00e0 une conversion vers la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au gaz naturel. Dans ces conditions, la juste valeur marchande de la centrale \u00e0 charbon supprim\u00e9e avant conversion devrait \u00eatre d\u00e9duite de sa valeur comptable nette r\u00e9siduelle afin de d\u00e9terminer les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Apr\u00e8s la conversion, uniquement la juste valeur marchande de la centrale ferm\u00e9e (\u00e9tablie selon le principe de pleine concurrence) et les co\u00fbts de conversion \u00e9ventuels devraient \u00eatre inclus dans le co\u00fbt d\u2019investissement de la conversion au gaz et pris en compte dans la base tarifaire[35]<\/a><\/sup>. Les co\u00fbts irr\u00e9cup\u00e9rables de la centrale au charbon (nets de la juste valeur marchande) sont exclus du co\u00fbt d\u2019investissement de la centrale convertie au gaz naturel et r\u00e9cup\u00e9r\u00e9s s\u00e9par\u00e9ment par d\u2019autres m\u00e9canismes (p.\u00a0ex. la titrisation).<\/span><\/p>\n Certains organismes de r\u00e8glementation exigent des entreprises de services publics qu\u2019elles d\u00e9montrent avoir pris des mesures pour att\u00e9nuer les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s avant d\u2019autoriser le recouvrement int\u00e9gral de ces co\u00fbts. Certaines des exigences l\u00e9gales en vigueur aux \u00c9tats-Unis concernant le recouvrement des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s comprennent une disposition selon laquelle les entreprises de services publics doivent d\u00e9montrer qu\u2019elles ont pris des mesures pour att\u00e9nuer ces co\u00fbts. En l\u2019absence de preuves suffisantes de ces mesures d\u2019att\u00e9nuation, le recouvrement de la totalit\u00e9 des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s peut ne pas \u00eatre approuv\u00e9, \u00e9tant donn\u00e9 que l\u2019entreprise de services publics peut \u00eatre consid\u00e9r\u00e9e comme ayant fait preuve d\u2019imprudence dans la gestion de ces co\u00fbts. Par exemple, les \u00c9tats de New York et de la Pennsylvanie exigent des entreprises de services publics qu\u2019elles prouvent avoir pris des mesures d\u2019att\u00e9nuation comme condition pr\u00e9alable au recouvrement int\u00e9gral.<\/span><\/p>\n Prise en compte des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s dans les tarifs<\/span><\/b><\/p>\n Les mesures visant \u00e0 r\u00e9duire l\u2019impact des co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s r\u00e9sultant d\u2019initiatives climatiques en tenant compte \u00e0 l\u2019avance de ces co\u00fbts potentiels entra\u00eeneront tr\u00e8s certainement une hausse des tarifs pour les clients. Lorsque ces actifs se retrouveront d\u00e9laiss\u00e9s, l\u2019organisme de r\u00e8glementation devra \u00e0 nouveau s\u2019efforcer d\u2019att\u00e9nuer l\u2019impact sur les tarifs des clients. Les organismes de r\u00e8glementation sont g\u00e9n\u00e9ralement r\u00e9ticents \u00e0 augmenter les tarifs, mais lorsque des hausses sont n\u00e9cessaires, ils sont alors confront\u00e9s \u00e0 la question de savoir comment r\u00e9partir \u00e9quitablement la r\u00e9cup\u00e9ration des co\u00fbts suppl\u00e9mentaires entre les diff\u00e9rentes cat\u00e9gories de clients, en particulier lorsque les clients \u00e0 faibles revenus risquent d\u2019\u00eatre p\u00e9nalis\u00e9s.<\/span><\/p>\n Il existe un principe fondamental en mati\u00e8re de tarification selon lequel la personne qui engendre un co\u00fbt doit en assumer le fardeau dans ses tarifs. Un corollaire de ce principe est que la personne qui en tire profit doit supporter les co\u00fbts correspondants. Cependant, les co\u00fbts et les avantages d\u00e9coulant des mesures adopt\u00e9es pour se conformer aux politiques climatiques ne peuvent pas \u00eatre facilement attribu\u00e9s \u00e0 une cat\u00e9gorie tarifaire particuli\u00e8re. En th\u00e9orie, l\u2019ensemble de la soci\u00e9t\u00e9 b\u00e9n\u00e9ficie des politiques climatiques et les co\u00fbts associ\u00e9s devraient \u00eatre r\u00e9partis largement. Les co\u00fbts suppl\u00e9mentaires d\u00e9coulant de la politique climatique rel\u00e8vent de la responsabilit\u00e9 du gouvernement qui met en place ces politiques et l\u2019on pourrait soutenir que c\u2019est \u00e0 lui de les assumer au moyen de cr\u00e9dits d\u2019imp\u00f4t, d\u2019investissements directs ou d\u2019autres mesures. Cependant, les gouvernements laissent g\u00e9n\u00e9ralement aux organismes de r\u00e8glementation le soin de g\u00e9rer les cons\u00e9quences de la politique climatique sur les co\u00fbts des services publics. Par cons\u00e9quent, les organismes de r\u00e8glementation sont confront\u00e9s au d\u00e9fi de r\u00e9partir \u00e9quitablement les co\u00fbts entre les cat\u00e9gories tarifaires en \u00e9tablissant des crit\u00e8res tels que l\u2019impact relatif ou la capacit\u00e9 de paiement.<\/span><\/p>\n R\u00e9partir \u00e9quitablement les co\u00fbts li\u00e9s au d\u00e9laissement des actifs lorsqu\u2019il se produit<\/span><\/b><\/p>\n Le partage des risques li\u00e9s aux co\u00fbts entre les entreprises de services publics et les clients fait depuis longtemps partie int\u00e9grante de la r\u00e8glementation des services publics. Traditionnellement, les clients ont support\u00e9 certains risques li\u00e9s aux co\u00fbts des services publics, notamment les fluctuations du co\u00fbt des combustibles, les d\u00e9passements de co\u00fbts raisonnables, ainsi que les risques li\u00e9s \u00e0 la charge ou au volume (en l\u2019absence de d\u00e9couplage des recettes), entre autres. Le d\u00e9fi pour les organismes de r\u00e8glementation, lorsqu\u2019ils examinent la meilleure fa\u00e7on de r\u00e9partir \u00e9quitablement les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s, consiste \u00e0 le faire tout en \u00e9vitant les recours fond\u00e9s sur l\u2019argument selon lequel tout partage serait confiscatoire et contraire au droit des entreprises de services publics de disposer d\u2019une possibilit\u00e9 raisonnable de r\u00e9cup\u00e9rer leurs co\u00fbts engag\u00e9s avec prudence, comme l\u2019a d\u00e9montr\u00e9 l\u2019affaire de l\u2019Alberta. Les organismes de r\u00e8glementation, les tribunaux et les l\u00e9gislateurs s\u2019efforcent de trouver le juste \u00e9quilibre en mati\u00e8re de partage des co\u00fbts.<\/span><\/p>\n Dans l\u2019\u00c9tat de Washington, la Climate Commitment Act<\/i>[36]<\/a><\/sup> vise \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre dans l\u2019\u00c9tat en fixant une limite d\u2019\u00e9missions \u00e9volutive. En vertu de cette loi, les entreprises de services publics doivent soit r\u00e9duire leurs \u00e9missions, soit acheter des cr\u00e9dits de compensation. La UTC a ordonn\u00e9 un partage des risques concernant les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 la mise en conformit\u00e9 avec la Climate Commitment Act<\/i>, ce qui oblige les entreprises de services publics \u00e0 absorber une partie du risque li\u00e9 aux co\u00fbts irr\u00e9cup\u00e9rables, plut\u00f4t que de le r\u00e9percuter int\u00e9gralement sur les clients[37]<\/a><\/sup>. Dans son arr\u00eat\u00e9, l\u2019UTC a estim\u00e9 qu\u2019elle avait le pouvoir d\u2019imposer un m\u00e9canisme de partage des risques \u00e0 Puget Sound Energy en particulier, et a d\u00e9cid\u00e9 que ce m\u00e9canisme ferait l\u2019objet d\u2019une future proc\u00e9dure de r\u00e8glementation qui s\u2019appliquera \u00e0 toutes les entreprises de services publics relevant de sa comp\u00e9tence. Il est int\u00e9ressant de noter que la loi de l\u2019\u00c9tat de Washington pr\u00e9voit que les entreprises de services publics fournissant \u00e0 la fois du gaz naturel et de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 combinent leurs bases tarifaires pour ces deux sources d\u2019\u00e9nergie en une seule base tarifaire afin de mieux g\u00e9rer le partage des co\u00fbts de d\u00e9carbonisation[38]<\/a><\/sup>. \u00c0 ce jour, l\u2019UTC n\u2019a pas adopt\u00e9 cette mesure, et les entreprises de services publics ne l\u2019ont pas non plus demand\u00e9e.<\/span><\/p>\n Att\u00e9nuer l\u2019impact des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s sur les tarifs<\/span><\/b><\/p>\n Les organismes de r\u00e8glementation att\u00e9nuent l\u2019impact des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s sur les clients en ajustant les ratios recettes-co\u00fbts dans toutes les cat\u00e9gories tarifaires, en \u00e9largissant les r\u00e9ductions accord\u00e9es aux clients \u00e0 faibles revenus et en mettant en place des plafonds de facturation pour les clients du gaz restants les plus expos\u00e9s au recouvrement de ces co\u00fbts. De plus, la titrisation est devenue un outil largement utilis\u00e9 pour r\u00e9duire le co\u00fbt de recouvrement des actifs d\u00e9laiss\u00e9s et att\u00e9nuer les r\u00e9percussions potentielles sur les tarifs des clients.<\/span><\/p>\n La titrisation est apparue comme une approche utile pour concilier efficacit\u00e9 financi\u00e8re et protection des clients. Elle permet de remplacer le co\u00fbt moyen pond\u00e9r\u00e9 du capital, \u00e9tabli par le march\u00e9, par un financement obligataire moins co\u00fbteux, afin de financer progressivement le recouvrement des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Le financement obligataire est consid\u00e9r\u00e9 comme un actif r\u00e8glementaire, dont les d\u00e9penses sont r\u00e9cup\u00e9r\u00e9es aupr\u00e8s des clients au moyen de leurs tarifs. La titrisation est souvent utilis\u00e9e pour r\u00e9cup\u00e9rer les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s lorsque des installations sont mises hors service pr\u00e9matur\u00e9ment en raison de risques climatiques ou d\u2019autres exigences politiques et\/ou r\u00e8glementaires, telles que la fermeture anticip\u00e9e de centrales au charbon ou nucl\u00e9aires. \u00c0 l\u2019heure actuelle, plus de vingt-cinq \u00c9tats am\u00e9ricains ont adopt\u00e9 une loi sur la titrisation afin de g\u00e9rer les risques financiers li\u00e9s \u00e0 la transition vers les \u00e9nergies propres.<\/span><\/p>\n L\u2019AVENIR DES CO\u00dbTS LI\u00c9S AUX ACTIFS D\u00c9LAISS\u00c9S<\/strong><\/p>\n Il existe manifestement des solutions de rechange \u00e0 la r\u00e8glementation qui pourraient r\u00e9gler les probl\u00e8mes li\u00e9s au traitement \u00e9quitable des co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Dans la mesure o\u00f9 ce sont les actionnaires des entreprises de services publics ou leurs clients qui supportent le poids des co\u00fbts li\u00e9s au climat, et en particulier les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s qui pourraient en r\u00e9sulter, les organismes de r\u00e8glementation, charg\u00e9s de la t\u00e2che li\u00e9e \u00e0 l\u2019int\u00e9r\u00eat public qui consiste \u00e0 trouver un partage \u00e9quitable des co\u00fbts et des avantages des politiques climatiques, devraient se voir conf\u00e9rer une large autorit\u00e9 l\u00e9gislative leur permettant d\u2019envisager des solutions de rechange \u00e0 la r\u00e8glementation innovantes. L\u2019adoption de solutions pr\u00e9cises et viables pour le traitement des actifs susceptibles d\u2019\u00eatre d\u00e9laiss\u00e9s en raison d\u2019\u00e9v\u00e9nements climatiques, des politiques climatiques et de la transition \u00e9nerg\u00e9tique en g\u00e9n\u00e9ral exigera que les organismes de r\u00e8glementation disposent de l\u2019autorit\u00e9 l\u00e9gislative, de la latitude et de la d\u00e9termination n\u00e9cessaires pour y parvenir.<\/span><\/p>\n La loi doit \u00e9galement reconna\u00eetre que les politiques climatiques visent \u00e0 servir un bien public universel. La lutte contre les changements climatiques profite \u00e0 tous, et la charge financi\u00e8re li\u00e9e \u00e0 la mise en \u0153uvre de ces politiques ne devrait pas peser de mani\u00e8re disproportionn\u00e9e ni sur les actionnaires des entreprises de services publics, ni sur leurs clients. Sur le march\u00e9 \u00e9mergent des services publics, o\u00f9, de plus en plus, les consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne d\u00e9pendent pas uniquement de l\u2019\u00e9nergie fournie par ces derniers, ceux qui ne d\u00e9pendent pas de cette \u00e9nergie ne devraient pas \u00eatre dispens\u00e9s de contribuer au financement des initiatives climatiques. Agir ainsi ne ferait qu\u2019exacerber le probl\u00e8me du recouvrement des co\u00fbts aupr\u00e8s d\u2019une client\u00e8le en d\u00e9clin. Cela pourrait n\u00e9cessiter une approche plus large de la gestion des co\u00fbts des politiques climatiques au moyen de mesures non r\u00e8glementaires, telles que des cr\u00e9dits d\u2019imp\u00f4t ou des subventions publiques directes, afin de couvrir les risques et les co\u00fbts potentiels li\u00e9s \u00e0 la mise en \u0153uvre de ces politiques. Une restructuration significative des tarifs, visant \u00e0 mieux aligner le recouvrement des co\u00fbts des entreprises de services publics, y compris les co\u00fbts li\u00e9s au climat, pourrait \u00e9galement s\u2019av\u00e9rer n\u00e9cessaire[39]<\/a><\/sup>.\u00a0<\/span><\/p>\n <\/p>\n * Mark Kolesar est chercheur, auteur et consultant dans le domaine de la r\u00e8glementation des services publics et de l\u2019\u00e9laboration de politiques, et participe fr\u00e9quemment \u00e0 des webinaires et \u00e0 des conf\u00e9rences au Canada et aux \u00c9tats-Unis. Il a \u00e9t\u00e9 membre de l\u2019Alberta Utilities Commission (\u00ab AUC \u00bb) pendant douze ans, dont six ans \u00e0 titre de vice-pr\u00e9sident et deux ans \u00e0 titre de pr\u00e9sident. Mark est maintenant directeur principal chez Kolesar Buchanan & Associates Ltd., o\u00f9 il prodigue des conseils sur les questions de r\u00e8glementation des services publics. Comme M. Kolesar n\u2019est pas avocat, il ne donne pas d\u2019avis juridique sur les questions abord\u00e9es dans le pr\u00e9sent article.<\/p>\n\n